一种高压直流输电线路故障测距方法及系统发明专利

专利名称：一种高压直流输电线路故障测距方法及系统

专利类型：发明专利

专利申请号：CN202210096565.9

专利申请（专利权）人：昆明理工大学
权利人地址：云南省昆明市五华区学府路253号

专利发明（设计）人：束洪春,代月,董俊,田鑫萃,韩一鸣,安娜,唐玉涛,杨竞及,蒋晓涵,赵红芳,雷顺广,邓亚琪,王广雪

专利摘要：本发明涉及一种高压直流输电线路故障测距方法及系统，属于电力系统继电保护技术领域。本发明利用单端获取的故障电压行波数据，应用贝瑞龙线路传输线方程推算全线长范围内任意时刻任意位置的电压行波和电流行波并进行方向行波分解，并利用方向行波构造积分函数，根据积分函数突变点来确定故障点的位置。本发明针对高压直流输电线路进行故障测距，只需单端数据，不存在数据同步问题。与基于故障分析法原理的测距方法相比，测距精度更高。不需要标定故障行波波头，克服了传统单端测距方法利用波头信息测距不准确的问题。

主权利要求：
1.一种高压直流输电线路故障测距方法，其特征在于：Step1：采集输电线路送端和受端的故障信号；
Step2：基于所述故障信号，在全线长范围内获取任意时刻任意位置的电压和电流；
Step3：利用全线长范围内任意时刻任意位置的电压和电流，获取全线长范围内任意时刻任意位置的正向电压行波和反向电压行波；
Step4：获取所述正向电压行波和反向电压行波的正向电压行波变化量和反向电压行波变化量，然后获取正向电压行波变化量的h次幂和反向电压行波变化量的h次幂，其中h为奇数次幂；
Step5：通过所述正向电压行波变化量的h次幂和反向电压行波变化量的h次幂，获取正向电压行波变化量的h次幂的叠加值和反向电压行波变化量的h次幂的叠加值；
Step6：获取所述正向电压行波变化量的h次幂的叠加值和反向电压行波变化量的h次幂的叠加值的乘积，并将所述乘积在一定时窗内积分；
Step7：将所述积分作为一个函数，利用该函数中的突变点进行故障测距；
所述Step4具体：
Step4.1：分别获取正向电压行波变化量和反向电压行波变化量为：Step4.2：获取正向电压行波变化量的h次幂和反向电压行波变化量的h次幂，其中h为正奇数次幂；
所述Step5具体：
Step5.1：获取出全线长范围内任意时刻任意位置的正向电压行波变化量h次幂的叠加值；
Step5.2：获取出全线长范围内任意时刻任意位置的反向电压行波变化量h次幂的叠加值；
式(7)、(8)中，k为第k个采样点，N为每次 的采样值叠加的个数。
2.根据权利要求1所述的高压直流输电线路故障测距方法，其特征在于：所述Step1中，利用高压直流输电线路首或/和末端的采集装置对输电线路送端和受端的故障行波信号进行采集。
3.根据权利要求1所述的高压直流输电线路故障测距方法，其特征在于，所述Step2具体为：Step2.1：对故障行波信号进行解耦，获取送端和受端的线模行波；
Step2.2：将输电线路用贝瑞龙线路模型等效，并在全线长范围内计算任意时刻任意位置处的电压和电流：式中，Zc,s为线模波阻抗，x为距离送端的长度，vs为线模波速度，rs为单位长度的线模电阻，uM,s表示在某一时刻送端量测到的电压，iM,s表示在某一时刻送端量测到的电流。
4.根据权利要求1所述的高压直流输电线路故障测距方法，其特征在于：所述Step3中，所述正向电压行波为沿送端传播到受端方向的行波，所述反向电压行波为沿受端到传播到送端方向的行波。
5.根据权利要求1或4所述的高压直流输电线路故障测距方法，其特征在于：所述正向电压行波和反向电压行波具体为：
6.根据权利要求1所述的高压直流输电线路故障测距方法，其特征在于，所述Step7具体：Step7.1：将全线长范围内任意时刻任意位置的积分作为一个函数，测量出积分函数的第一个突变点对应的距离；
Step7.2：判断该积分函数的第一个突变点的极性是否为负；
若是，则故障距离xf为该点对应的线路长度xm1；
若否，则故障距离xf为输电线路的总长度l减去该点对应的长度xm2。
7.一种用于实施如权利要求1所述的高压直流输电线路故障测距方法的系统，其特征在于，包括：电气信号采集模块，用于采集和存储数据；
数值计算模块，用于计算全线长范围内任意时刻任意位置的正向电压行波变化量的h次幂的叠加值和反向电压行波变化量的h次幂的叠加值；
故障测距模块，用于构造积分函数，并利用积分函数突变点进行故障测距，得出故障距离后出口测距结果。
8.根据权利要求7所述的系统，其特征在于所述电气信号采集模块包括：数据采集单元，用于采集互感器二次侧输出的模拟信号；
模数转换单元，用于将模拟信号转换为数字信号；
保护启动单元，用于判断数字信号是否大于设定的启动阈值，若是，则读取启动时间并存储数据。
9.根据权利要求7所述的系统，其特征在于所述数值计算模块中包括：线模转换单元，用于计算量测端电压行波的线模分量；
数值计算单元，用于计算全线长范围内任意时刻的正向电压行波变化量h次幂的叠加值和反向电压行波变化量h次幂的叠加值的积，并将该乘积在一定时窗内积分。
10.根据权利要求7所述的系统，其特征在于所述故障测距模块具体包括：距离测量单元，用于测量积分函数的第一个突变点对应的距离；
极性判断单元，用于判断积分函数的第一个突变点的极性。 说明书 : 一种高压直流输电线路故障测距方法及系统技术领域[0001] 本发明涉及一种高压直流输电线路故障测距方法及系统，属于电力系统继电保护领域。背景技术[0002] 为满足远距离、大容量的输电需求，使用架空线路成为直流输电的一个趋势，但相比于电缆线路，架空线路更容易发生故障，并且直流系统本身比交流系统的阻尼更小，发生故障的概率更大，而输电线路在整个输电系统至关重要。因此输电线路发生故障后，必须准确并迅速地找到故障点，为后续的线路抢修工作和恢复系统供电提供保障，从而提高输电系统运行的稳定性和经济性。故障测距方法根据所需信息来源包括单端量法和双端量法，根据测距原理包括故障分析法和行波法，在高压直流输电系统中，输电距离较长，若利用双端法，则双端数据难以同步；若利用故障分析法，长距离输电线路中故障暂态过程衰减严重。因此若基于单端行波来进行测距，则避免了双端数据需要同步和故障信息丢失的问题。以往的测距方法多是基于行波时域特征并于时间轴上对行波波头进行观测、标定及识别，以实现故障距离的计算，若波头标定不准确，则会导致测距失败，不能保证输电系统的可靠性。发明内容[0003] 本发明要解决的技术问题是提供一种高压直流输电线路故障测距方法及其系统，用以解决传统测距方法中行波波头标定不正确，导致测距不准的局限性问题。[0004] 本发明的技术方案是：一种高压直流输电线路故障测距方法，基于单端行波测距原理，当线路发生故障时，行波遇到波阻抗不连续的点会发生折反射，则在全线长范围内分布的电压行波是不连续变化的，对于故障点处，正向电压行波和反向电压行波以相反的极性叠加，故障点电压行波的幅值小于故障位置之前和之后其他位置的电压行波幅值，即在故障点电压行波的幅值发生变化且极性为负；对于对偶故障点，正向电压行波与反向电压行波以相同的极性叠加，使得对偶故障点电压行波的幅值大于对偶故障点位置之前和之后位置的电压行波的幅值，即在故障点电压行波的幅值发生变化且极性为正；且故障点与对偶故障点对应的距离相加等于线路总长，因此利用单端获取的故障电压行波数据，应用贝瑞龙线路传输线方程推算全线长范围内任意时刻任意位置的电压行波和电流行波并进行方向行波分解，并利用方向行波构造积分函数，根据积分函数突变点来确定故障点的位置。[0005] 其具体步骤为：[0006] Step1：采集高压直流输电线路送端和受端的故障信号。由于高压直流输电系统的送端和受端一般均有平波电抗器和直流滤波器形成的边界，当频率较高时，该边界呈现较大的阻抗特性，相当于开路，因此测量不到电流行波，而电压互感器传变高频信号的能力较差，一般不用电压互感器来测量电压行波，而是在量测点安装行波耦合箱，故障电压行波经行波耦合箱之后产生电流信号，利用电流互感器测量该电流信号从而间接测量出电压信号。[0007] 实际工程中就是通过行波耦合箱才能采集到电压行波信息，其采集的是二次侧的信息。[0008] Step2：基于所述故障信号，在全线长范围内获取任意时刻任意位置的电压和电流，所述任意时刻任意位置指的是每个时刻每个位置。[0009] 具体为：[0010] Step2.1：对故障电压行波信号进行解耦，获取送端和受端的线模行波。由于高压直流输电系统中输电线路较长，输电线路正极和负极之间存在电磁耦合，因此需要对故障电压行波进行解耦将正负电压解耦为独立的线模分量和零模分量，由于零模电气量在传播过程中衰减严重，且零模电气量只存在于接地故障情况下，而线模电气量不仅存在于接地故障还存在于极间故障，因此利用线模量更能适用于不同故障类型的分析。[0011] Step2.2：由于在高压直流输电系统中，输电线路较长，必须考虑分布电容电流的影响，贝瑞隆输电线路模型是采用分布参数的线路模型，考虑了分布电容的影响，因此采用贝瑞隆输电线路模型来分析暂态特性。[0012] 在交流系统中，电容式电压互感器不能有效传变宽频带的电压行波信号，因此在交流系统中不能直接采用电容式电压互感器传变的二次侧暂态电压行波作为电压行波信号，而是采用相邻健全线路电磁式电压互感器二次侧传变的电流行波，结合架空线路的波阻抗值，通过计算来获取同侧母线电压行波，即：[0013] uM,s＝ik,sZc,s(1)[0014] 式中，ik,s为健全线路k量测端的线模电流行波。[0015] 在交流系统中，全线长范围内电压和电流的计算公式为：[0016][0017][0018][0019] 式中，Zc,s为线模波阻抗，x为距离送端的长度，vs为线模波速度，rs为单位长度的线模电阻，ik,s为某一时刻健全线路k量测端的线模电流行波。，iM,s表示在某一时刻送端量测到的电流。[0020] 在直流输电系统中，仅存在单回输电线，不存在相邻健全线路，即不存在式(1)，而是通过直流行波耦合装置直接测出电压行波，且在直流系统中存在由平波电抗器形成的物理边界，平波电抗器具有通低频、阻高频的特性，对于高频故障电流行波来说该边界相当于开路，因此量测点只能测到电流行波的瞬时值，即只存在iM,s(t)，而不存在iM,s(t+x/vs)和iM,s(t‑x/vs)，因此在直流系统中，全线范围内任意时刻任意位置处的电压和电流计算公式为：[0021][0022][0023] 式中，Zc,s为线模波阻抗，x为距离送端的长度，vs为线模波速度，rs为单位长度的线模电阻，uM,s表示在某一时刻送端量测到的电压，iM,s表示在某一时刻送端量测到的电流。[0024] Step3：利用全线长范围内任意时刻任意位置的电压和电流，获取全线长范围内任意时刻任意位置的电压正向行波和电压反向行波。[0025][0026][0027] 所述电压正向行波为沿送端传播到受端方向的行波，所述电压反向行波为沿受端到传播到送端方向的行波。[0028] Step4：获取所述电压正向行波和电压反向行波的变化量，然后获取电压正向行波变化量的h次幂和电压反向行波变化量的h次幂，其中h为奇数次幂，具体为：[0029] Step4.1：为了放大电压正向行波和电压反向行波的故障特征，突出故障点的突变量，分别获取电压正向行波变化量和电压反向行波变化量：[0030][0031][0032] Step4.2：为进一步突出故障信号的变化量，并且抑制变化量较小的点，消除小突变点的影响，获取电压正向行波变化量的h次幂和电压反向行波变化量的h次幂，其中h为奇数次幂，h取奇数次幂是为了使计算后的电压正向行波和电压反向行波突变点保留原有的极性。[0033] Step5：通过所述正向行波变化量的h次幂和反向行波变化量的h次幂，获取正向行波变化量的h次幂的叠加值和反向行波变化量的h次幂的叠加值，具体为：[0034] Step5.1：为抑制高斯噪声对故障信号的影响，从电压正向行波变化量h次幂的第k个采样值开始，每N个 的采样值求一次叠加值，作为电压正向行波突变能量 的第k个值，可以获取出全线长范围内任意时刻任意位置的电压正向行波变化量h次幂的叠加值：[0035][0036] Step5.2：从电压反向行波变化量h次幂 的第k个采样值开始，每N个的采样值求一次叠加值，作为电压正向行波突变能量 的第k个值，可以获取出全线长范围内任意时刻任意位置的电压反向行波变化量h次幂的叠加值：[0037][0038] 式(7)、(8)中，k为第k个采样点，N为每次 的采样值叠加的个数。[0039] Step6：获取所述向行波变化量的h次幂的叠加值和反向行波变化量的h次幂的叠加值的乘积，并将所述乘积在一定时窗内积分：[0040][0041] 式中，t1，t2为行波观测时窗的上、下限。[0042] Step7：由于贝瑞龙线路传输方程计算出的电压行波突变是连续变化的，当遇到硬故障点或对偶故障点时呈现为全线长范围内任意时刻的行波变化量h次幂的叠加值分布不连续，即出现突变点。所以将全线长范围内任意时刻任意位置的积分作为一个函数，可以利用该函数中的突变点进行故障测距，具体为：[0043] Step7.1：将全线长范围内任意时刻任意位置的积分作为一个函数，测量出积分函数的第一个突变点对应的距离。[0044] Step7.2：判断该积分函数的第一个突变点的极性是否为负。[0045] 若是，则故障距离xf为该点对应的线路长度xm1。[0046] 若否，则故障距离xf为输电线路的总长度l减去该点对应的长度xm2。[0047] 一种高压直流输电线路故障测距系统，包括：[0048] 电气信号采集模块，运行于输电线路送端或/和受端的高速数据采集装置中，用于采集和存储数据。[0049] 数值计算模块，用于计算全线长范围内任意时刻任意位置的电压正向行波变化量的h次幂的叠加值和电压反向行波变化量的h次幂的叠加值。[0050] 故障测距模块，用于构造积分函数，并利用积分函数突变点进行故障测距，得出故障距离后出口测距结果。[0051] 所述电气信号采集模块具体包括：[0052] 数据采集单元，用于采集互感器二次侧输出的模拟信号。[0053] 模数转换单元，用于将模拟信号转换为数字信号。[0054] 保护启动单元，用于判断数字信号是否大于设定的启动阈值，若是，则读取启动时间并存储数据。[0055] 所述数值计算模块中具体包括：[0056] 线模转换单元，用于计算量测端电压行波的线模分量。[0057] 数值计算单元，首先，计算全线长范围内任意时刻的电压和电流，并计算正向行波和反向行波；其次，计算正向行波变化量和反向行波变化量，并分别计算正向行波变化量的h次幂和反向行波变化量的h次幂；再次，计算正向行波变化量h次幂的叠加值和反向行波变化量h次幂的叠加值；最后，计算全线长范围内任意时刻的正向行波变化量k次幂的叠加值和反向行波变化量k次幂的叠加值的积，并将该乘积在一定时窗内积分。[0058] 所述故障测距模块具体包括：[0059] 积分函数构造单元，用于求取全线长范围内任意时刻任意位置的电压正向行波变化量的h次幂的叠加值和电压反向行波变化量的h次幂的叠加值的积，并将该乘积在一定时窗内积分，得到积分函数。[0060] 距离测量单元，用于测量积分函数的第一个突变点对应的距离。[0061] 极性判断单元，用于判断积分函数函数的第一个突变点的极性。[0062] 本发明的有益效果是：[0063] 1、本发明针对高压直流输电线路进行故障测距，只需单端数据，不存在数据同步问题。[0064] 2、本发明利用行波法测距原理，与基于故障分析法原理的测距方法相比，测距精度更高。[0065] 3、本发明不需要标定故障行波波头，克服了传统单端测距方法利用波头信息测距不准确的问题。[0066] 4、本发明测距误差较小，可以大大减小人工巡线的成本。附图说明[0067] 图1是本发明仿真模型拓扑图；[0068] 图2是本发明贝杰龙线路等效模型示意图；[0069] 图3是本发明实施例1的系统框图；[0070] 图4是本发明实施例1的积分函数结果图；[0071] 图5是本发明实施例2的积分函数结果图。具体实施方式[0072] 下面结合附图和具体实施方式，对本发明作进一步说明。[0073] 实施例1：LCC‑HVDC仿真模型系统如附图1所示，线路全线长1500km，电压等级为±800kV。设置故障发生在线路675.4km处，故障类型设置为正极接地永久性故障，过渡电阻设置为0.01Ω，采样率为1MHz。[0074] 实施的具体步骤为：[0075] 由于高压直流输电系统的送端和受端一般均有平波电抗器和直流滤波器形成的边界，当频率较高时，该边界呈现较大的阻抗特性，相当于开路，因此测量不到电流行波，而电压互感器传变高频信号的能力较差，一般不用电压互感器来测量电压行波，而是在量测点安装行波耦合箱，故障电压行波经行波耦合箱之后产生电流信号，利用电流互感器测量该电流信号从而间接测量处电压信号。利用高压直流输电线路首或/和末端的采集装置获取输电线路送端和受端的故障电压行波信号。[0076] 高压直流输电系统中输电线路较长，输电线路正极和负极之间存在电磁耦合，因此需要对故障电压行波进行解耦将正负电压解耦为独立的线模分量和零模分量，由于零模电气量在传播过程中衰减严重，且零模电气量只存在于接地故障情况下，而线模电气量不仅存在于接地故障还存在于极间故障，因此利用线模量更能适用于不同故障类型的分析。对故障电压行波进行解耦，获取送端和受端的线模电压行波。[0077] 在高压直流输电系统中，输电线路较长，必须考虑分布电容电流的影响，贝瑞隆输电线路模型是采用分布参数的线路模型，考虑了分布电容的影响，因此采用贝瑞隆输电线路模型来分析暂态特性。将输电线路用贝瑞龙线路模型等效，等效图如附图2所示。[0078] 基于本发明提供的高压直流输电线路故障测距方法的测距流程，具体步骤描述如下：[0079] 在全线长范围内计算任意时刻任意位置处的电压和电流，计算公式为：[0080][0081][0082] 其中，Zc,s为线模波阻抗，x为距离送端的长度，vs为线模波速度，rs为单位长度的线模电阻，uM,s表示在某一时刻送端量测到的电压，iM,s表示在某一时刻送端量测到的电流。[0083] 对于送端而言，定义沿送端传播到受端方向的行波为正向行波，沿受端到传播到送端方向的行波为反向行波。根据全线长范围内任意时刻任意位置的电压和电流，计算全线长范围内任意时刻任意位置的电压正向行波和电压反向行波，计算公式如下：[0084][0085][0086] 为了放大电压正向行波和电压反向行波的故障特征，突出故障点的突变量，现利用一阶线性微分方程分别计算电压正向行波变化量和电压反向行波变化量：[0087][0088][0089] 为进一步突出故障信号的变化量，并且抑制变化量较小的点，消除小突变点的影响，计算电压正向行波变化量的h次幂和电压反向行波变化量的h次幂，其中h为奇数次幂，h取奇数次幂是为了使计算后的电压正向行波和电压反向行波突变点保留原有的极性。[0090] 为抑制高斯噪声对故障信号的影响，从电压正向行波变化量h次幂 的第k个采样值开始，每N个 的采样值求一次叠加值，作为电压正向行波突变能量 的第k个值，可得出全线长范围内任意时刻任意位置的电压正向行波变化量h次幂的叠加值，计算公式如下；[0091][0092] 式中，k为第k个采样点，N为每次 的采样值叠加的个数，可根据需要选择。在本实施例中N取5，h取5。[0093] 从电压反向行波变化量h次幂 的第k个采样值开始，每N个 的采样值求一次叠加值，作为电压正向行波突变能量 的第k个值，可得出全线长范围内任意时刻任意位置的电压反向行波变化量h次幂的叠加值，计算公式如下；[0094][0095] 式中，k为第k个采样点，N为每次 的采样值叠加的个数，可根据需要选择。在本实施例中N取5，h取5。[0096] Step6：求取全线长范围内任意时刻任意位置的电压正向行波变化量的h次幂的叠加值和电压反向行波变化量的h次幂的叠加值的积，并将该乘积在一定时窗内积分，计算公式如下；[0097][0098] 式中，t1，t2为行波观测时窗的上、下限。在本实施例中，t1为故障初始行波到达量测端的时刻，t2为故障初始行波到达量测端之后再经过l/v时窗长所对应的时刻。[0099] 由于贝瑞龙线路传输方程计算出的电压行波突变是连续变化的，当遇到硬故障点或对偶故障点时呈现为全线长范围内任意时刻的行波变化量h次幂的叠加值分布不连续，即出现突变点。将全线长范围内任意时刻任意位置的积分作为一个函数，积分函数分布结果如图4所示，首先，测量出积分函数的第一个突变点对应的距离为675km；其次，判断该积分函数的第一个突变点的极性是否为负，若是，则故障距离xf为该点对应的线路长度xm1；若否，则故障距离xf为输电线路的总长度l减去该点对应的长度xm2。在本实施例中，第一个突变点的极性为负，故障距离xf为该点对应的线路长度675km。[0100] 图3为本发明提供的高压直流输电线路故障测距系统功能框图，包括：[0101] 电气信号采集模块，运行于输电线路送端或/和受端的高速数据采集装置中，用于采集和存储数据；[0102] 数值计算模块，用于计算全线长范围内任意时刻任意位置的正向行波变化量的h次幂的叠加值和反向行波变化量的h次幂的叠加值；[0103] 故障测距模块，用于构造积分函数，并利用积分函数突变点进行故障测距，得出故障距离后出口测距结果。[0104] 其中，所述电气信号采集模块具体包括：[0105] 数据采集单元，用于采集互感器二次侧输出的模拟信号；[0106] 模数转换单元，用于将模拟信号转换为数字信号；[0107] 保护启动单元，用于判断数字信号是否大于设定的启动阈值，若是，则读取启动时间并存储数据。[0108] 其中，所述数值计算模块中具体包括：[0109] 线模转换单元，用于计算量测端电压行波的线模分量；[0110] 数值计算单元，首先，计算全线长范围内任意时刻的电压和电流，并计算电压正向行波和电压反向行波；其次，计算电压正向行波变化量和电压反向行波变化量，并分别计算电压正向行波变化量的h次幂和电压反向行波变化量的h次幂；再次，计算电压正向行波变化量h次幂的叠加值和电压反向行波变化量h次幂的叠加值；最后，计算全线长范围内任意时刻的电压正向行波变化量k次幂的叠加值和电压反向行波变化量k次幂的叠加值的积，并将该乘积在一定时窗内积分。[0111] 其中，所述故障测距模块具体包括：[0112] 积分函数构造单元，求取全线长范围内任意时刻任意位置的电压正向行波变化量的h次幂的叠加值和电压反向行波变化量的h次幂的叠加值的积，并将该乘积在一定时窗内积分，得到积分函数；[0113] 距离测量单元，用于测量积分函数的第一个突变点对应的距离，得出距离为675km。[0114] 极性判断单元，用于判断积分函数函数的第一个突变点的极性，得出极性为负。[0115] 因此得出故障距离xf为675km。[0116] 实施例2：LCC‑HVDC仿真模型系统如附图1所示，线路全线长1500km，电压等级为±800kV。设置故障发生在线路1280km处，故障类型设置为正极接地永久性故障，过渡电阻设置为0.01Ω，采样率为1MHz。实施的具体步骤为:[0117] 由于高压直流输电系统的送端和受端一般均有平波电抗器和直流滤波器形成的边界，当频率较高时，该边界呈现较大的阻抗特性，相当于开路，因此测量不到电流行波，而电压互感器传变高频信号的能力较差，一般不用电压互感器来测量电压行波，而是在量测点安装行波耦合箱，故障电压行波经行波耦合箱之后产生电流信号，利用电流互感器测量该电流信号从而间接测量处电压信号。利用高压直流输电线路首或/和末端的采集装置获取输电线路送端和受端的故障电压行波信号。[0118] 高压直流输电系统中输电线路较长，输电线路正极和负极之间存在电磁耦合，因此需要对故障电压行波进行解耦将正负电压解耦为独立的线模分量和零模分量，由于零模电气量在传播过程中衰减严重，且零模电气量只存在于接地故障情况下，而线模电气量不仅存在于接地故障还存在于极间故障，因此利用线模量更能适用于不同故障类型的分析。对故障电压行波进行解耦，获取送端和受端的线模电压行波。[0119] 在高压直流输电系统中，输电线路较长，必须考虑分布电容电流的影响，贝瑞隆输电线路模型是采用分布参数的线路模型，考虑了分布电容的影响，因此采用贝瑞隆输电线路模型来分析暂态特性。将输电线路用贝瑞龙线路模型等效，等效图如附图2所示。在全线长范围内计算任意时刻任意位置处的电压和电流，计算公式为：[0120][0121][0122] 其中，Zc,s为线模波阻抗，x为距离送端的长度，vs为线模波速度，rs为单位长度的线模电阻，uM,s表示在某一时刻送端量测到的电压，iM,s表示在某一时刻送端量测到的电流。[0123] 对于送端而言，定义沿送端传播到受端方向的行波为正向行波，沿受端到传播到送端方向的行波为反向行波。根据全线长范围内任意时刻任意位置的电压和电流，计算全线长范围内任意时刻任意位置的电压正向行波和电压反向行波，计算公式如下：[0124][0125][0126] 为了放大电压正向行波和电压反向行波的故障特征，突出故障点的突变量，现利用一阶线性微分方程分别计算电压正向行波变化量和电压反向行波变化量：[0127][0128][0129] 为进一步突出故障信号的变化量，并且抑制变化量较小的点，消除小突变点的影响，计算电压正向行波变化量的h次幂和电压反向行波变化量的h次幂，其中h为奇数次幂，h取奇数次幂是为了使计算后的电压正向行波和电压反向行波突变点保留原有的极性。[0130] 为抑制高斯噪声对故障信号的影响，从电压正向行波变化量h次幂 的第k个采样值开始，每N个 的采样值求一次叠加值，作为电压正向行波突变能量 的第k个值，可得出全线长范围内任意时刻任意位置的电压正向行波变化量h次幂的叠加值，计算公式如下；[0131][0132] 式中，k为第k个采样点，N为每次 的采样值叠加的个数，可根据需要选择。在本实施例中N取5，h取5。[0133] 从电压反向行波变化量h次幂 的第k个采样值开始，每N个 的采样值求一次叠加值，作为电压正向行波突变能量 的第k个值，可得出全线长范围内任意时刻任意位置的电压反向行波变化量h次幂的叠加值，计算公式如下；[0134][0135] 式中，k为第k个采样点，N为每次 的采样值叠加的个数，可根据需要选择。在本实施例中N取5，h取5。[0136] Step6：求取全线长范围内任意时刻任意位置的电压正向行波变化量的h次幂的叠加值和电压反向行波变化量的h次幂的叠加值的积，并将该乘积在一定时窗内积分，计算公式如下；[0137][0138] 式中，t1，t2为行波观测时窗的上、下限。在本实施例中，t1为故障初始行波到达量测端的时刻，t2为故障初始行波到达量测端之后再经过l/v时窗长所对应的时刻。[0139] 由于贝瑞龙线路传输方程计算出的电压行波突变是连续变化的，当遇到硬故障点或对偶故障点时呈现为全线长范围内任意时刻的行波变化量h次幂的叠加值分布不连续，即出现突变点。将全线长范围内任意时刻任意位置的积分作为一个函数，积分函数分布结果如图5所示，首先，测量出积分函数的第一个突变点对应的距离为220km；其次，判断该积分函数的第一个突变点的极性是否为负，若是，则故障距离xf为该点对应的线路长度xm1；若否，则故障距离xf为输电线路的总长度l减去该点对应的长度xm2。在本实施例中，第一个突变点的极性为正，故障距离xf为输电线路的总长度l减去该点对应的长度，即1500‑220＝1280km，故障距离为1280km。[0140] 本实施例的高压直流输电线路故障测距系统，包括：[0141] 电气信号采集模块，运行于输电线路送端或/和受端的高速数据采集装置中，用于采集和存储数据；[0142] 数值计算模块，用于计算全线长范围内任意时刻任意位置的正向行波变化量的h次幂的叠加值和反向行波变化量的h次幂的叠加值；[0143] 故障测距模块，用于构造积分函数，并利用积分函数突变点进行故障测距，得出故障距离后出口测距结果。[0144] 其中，所述电气信号采集模块具体包括：[0145] 数据采集单元，用于采集互感器二次侧输出的模拟信号；[0146] 模数转换单元，用于将模拟信号转换为数字信号；[0147] 保护启动单元，用于判断数字信号是否大于设定的启动阈值，若是，则读取启动时间并存储数据。[0148] 其中，所述数值计算模块中具体包括：[0149] 线模转换单元，用于计算量测端电压行波的线模分量；[0150] 数值计算单元，首先，计算全线长范围内任意时刻的电压和电流，并计算电压正向行波和电压反向行波；其次，计算电压正向行波变化量和电压反向行波变化量，并分别计算电压正向行波变化量的h次幂和电压反向行波变化量的h次幂；再次，计算电压正向行波变化量h次幂的叠加值和电压反向行波变化量h次幂的叠加值；最后，计算全线长范围内任意时刻的电压正向行波变化量k次幂的叠加值和电压反向行波变化量k次幂的叠加值的积，并将该乘积在一定时窗内积分。[0151] 其中，所述故障测距模块具体包括：[0152] 积分函数构造单元，求取全线长范围内任意时刻任意位置的电压正向行波变化量的h次幂的叠加值和电压反向行波变化量的h次幂的叠加值的积，并将该乘积在一定时窗内积分，得到积分函数；[0153] 距离测量单元，用于测量积分函数的第一个突变点对应的距离，得出距离为220km。[0154] 极性判断单元，用于判断积分函数函数的第一个突变点的极性，得出极性为正。[0155] 因此得出故障距离xf为输电线路的总长度l减去该点对应的长度，即故障距离为1280km。[0156] 通过验证表明本发明所述的一种高压直流输电线路故障测距方法及系统可靠性高。[0157] 以上结合附图对本发明的具体实施方式作了详细说明，但是本发明并不限于上述实施方式，在本领域普通技术人员所具备的知识范围内，还可以在不脱离本发明宗旨的前提下作出各种变化。

专利地区：云南

专利申请日期：2022-01-26

专利公开日期：2024-07-26

专利公告号：CN115047284B